Pétrole extra-lourd au Venezuela : 8,5° API, des milliards à investir et des usines aujourd’hui à l’arrêt

Le Venezuela possède des réserves pétrolières gigantesques, mais une grande partie se trouve dans la Ceinture pétrolifère de l’Orénoque sous forme de bruts extra-lourds autour de 8,5 degrés API. Ce pétrole est si épais qu’il ne s’écoule presque pas, ce qui rend l’extraction et le traitement beaucoup plus coûteux que pour un brut classique.

Le degré API sert à mesurer la « légèreté » d’un pétrole : plus il est élevé, plus le brut est fluide et facile à produire, transporter et raffiner. À 8,5° API, on est à l’opposé d’un brut léger.

Pourquoi transformer le brut sur place pèse autant sur le coût et le risque

Pour sortir ce pétrole des puits, il ne suffit pas de pomper. Il faut souvent injecter des diluants dans les puits ou mélanger le brut extra-lourd avec des bruts légers. L’objectif est simple : le rendre plus fluide pour pouvoir le transporter et l’acheminer vers des installations de traitement.

La solution industrielle présentée comme la plus efficace consiste à convertir ces bruts extra-lourds en bruts plus légers grâce à des unités appelées « upgraders ». Un upgrader ressemble à une grande raffinerie, avec des équipements lourds, de la maintenance spécialisée et des contraintes opérationnelles élevées. La technologie a été mise au point dans les années 1990.

Le point central, c’est l’investissement. À l’époque, un upgrader représentait environ 4 milliards USD pour une capacité de traitement d’environ 200 000 barils par jour. Aujourd’hui, l’équivalent est estimé à plus de 20 milliards USD. Cet écart illustre un fait concret : produire du pétrole au Venezuela ne dépend pas seulement des réserves dans le sous-sol, mais aussi de la capacité à financer des installations industrielles très lourdes et à les faire tourner sur la durée.

À la fin des années 1990, quatre upgraders ont été installés dans le cadre d’associations stratégiques portées par PDVSA avec des compagnies étrangères. Les montages cités sont les suivants :

• SINCOR (Total et Statoil)
• Cerro Negro (ExxonMobil)
• Ameriven (ConocoPhillips et Chevron)
• Petrozuata (ConocoPhillips)

SINCOR s’était fait remarquer grâce à une technologie développée par Total, qui permettait de produire un pétrole très léger autour de 32 degrés API, appelé « Zuata Sweet ». Un brut plus léger et plus pur se vend en général plus facilement, car il se raffine avec moins de contraintes techniques.

Le cadre de gouvernance a ensuite changé. En 2007, le président Hugo Chávez a demandé que PDVSA ne soit plus minoritaire dans chaque association et détienne au moins 60 %. Deux groupes, ExxonMobil et ConocoPhillips, n’ont pas accepté ce nouveau schéma. Ils ont engagé une procédure d’arbitrage pour obtenir une indemnisation.

Les associations stratégiques sont devenues des entreprises mixtes et ont changé de nom :

• PetroCedeño
• Petromonagas
• PetroPiar
• PetroAnzoategui

Un autre point pèse lourd : l’état des installations. Le constat posé est que, depuis des années, tous les upgraders, très détériorés, sont à l’arrêt. Pour un investisseur, ce n’est pas une nuance. Une usine arrêtée longtemps ne se remet pas en marche comme un simple interrupteur : il faut des pièces, des compétences, des audits techniques, des tests, des budgets et du temps.

Au final, engager des capitaux dans le pétrole extra-lourd vénézuélien suppose un environnement où les règles restent stables, où les contrats tiennent dans le temps, et où les accords sont sécurisés par des décisions formelles, avec des contrats approuvés par l’Assemblée nationale du Venezuela. Sans ces garanties, la taille des montants en jeu peut bloquer les projets avant même le premier baril.

— M. KOSI